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CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012.

Ein entscheidungstheoretischer Ansatz für Investitionen in Kraftwerke

AutorGunnar Möller
VerlagDiplomica Verlag GmbH
Erscheinungsjahr2008
Seitenanzahl116 Seiten
ISBN9783836611121
FormatPDF
Kopierschutzkein Kopierschutz/DRM
GerätePC/MAC/eReader/Tablet
Preis43,00 EUR

Investitionen in Kraftwerke sind auf der einen Seite durch hohe Kosten sowie lange Genehmigungs- und Laufzeiten gekennzeichnet. Auf der anderen Seite existieren durch einen zunehmend liberalisierten europäischen Strommarkt, große Unsicherheiten hinsichtlich der zukünftigen Rentabilität von Kraftwerken. Risiken ergeben sich sowohl aus den, in ihrem Zeitverlauf wechselnden, tendenziell steigenden Brennstoffkosten sowie aus umweltpolitischen Instrumenten wie dem CO2-Emissionshandel. Zudem sind Investitionen in Kraftwerke in hohem Maße irreversibel.

Diese Faktoren machen Investitionsentscheidungen in Kraftwerke hinsichtlich ihres Zeitpunktes, ihres Umfanges und im Bezug auf die gewählte Technologie bzw. Brennstoffart zu strategischen Entscheidungen.

Diese strategischen Entscheidungen lassen sich mit den klassischen Methoden der Investitionsrechnung nur unzureichend abbilden. Insbesondere Unsicherheiten im Zeitverlauf und unternehmerische Flexibilität werden bislang entweder ausgeschlossen oder systematisch unterbewertet.

Realoptionen als entscheidungsunterstützende Methode zur Bewertung von Investitionen bieten dahingegen eine flexible Möglichkeit unterschiedliche investitionsrelevante Einflussfaktoren zu berücksichtigen und lassen sich in einem weiteren Schritt in einem mathematischen Modell umzusetzen.

Dieses Buch liefert zunächst eine Einordnung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke in einen ganzheitlichen Kontext, um darauf aufbauend am Beispiel des CO2-Emissions-Handels einen Leitfaden zur Anwendung von Realoptionen auf Investitionsentscheidungen im Kraftwerksbereich zu entwickeln.

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Leseprobe

Kapitel 3.2.1, Verfügbarkeit und Preise von Brennstoffen

Fossile Brennstoffe wie Erdgas, Erdöl oder Kohle, aber auch nicht-fossile Kernbrennstoffe wie Uran sind global nur begrenzt verfügbar. Die statische Reichweite von Erdgas, Erdöl, Kohle und Uran prognostiziert das BMWi derart, dass bis 2030 keine Engpässe erwartet werden. Diese Prognose ist jedoch anzuzweifeln. Die Begründung dafür liegt in der angewandten Methodik. So werden Einflussfaktoren wie die zukünftig zur Verfügung stehende Technologie zur Gewinnung sowie zur Verwendung von Brennstoffen, aber auch die Nachfrageentwicklung als konstant angenommen. Abhilfe würde eine dynamische Betrachtung (dynamische Reichweite) bieten. Die Unsicherheit bezüglich der Entwicklung dieser Einflussfaktoren, die über einen so langen Zeitraum besteht, würde jedoch auch keine verlässlichere Prognose bieten.Bezüglich der Preise für fossile Brennstoffe prognostiziert das BMWi bis 2030 für Erdöl eine Steigerung von knapp 30% und für Erdgas von 22%. Die Preise für Braun- und Steinkohle werden sich im selben Zeitraum nur geringfügig ändern. Auch diese Prognosen sind als fraglich einzuschätzen. Die Begründung für diese These ist zum Einen die zuvor festgestellte Unsicherheit hinsichtlich der langfristigen Verfügbarkeit von fossilen Brennstoffen. Eine schnellere als die prognostizierte Verknappung fossiler Brennstoffe hätte erhebliche Auswirkungen auf die Preise. Zum Anderen liefert die Betrachtung der Preisentwicklung fossiler Brennstoffe der Vergangenheit (2000-2005) Anhaltspunkte dafür, dass die Preise deutlich stärker steigen könnten als durch den Energiereport IV prognostiziert. Der Preis für Steinkohle erhöhte sich zwischen 2000 und 2005 um 55%, Erdöl verteuerte sich um 88% und Erdgas um 50%. Braunkohle lässt sich aufgrund der geringen Energiedichte nicht wirtschaftlich transportieren. Aus diesem Grund wird 90% der gewonnenen Braunkohle nahe der Lagerstätte verstromt und es existiert kein Marktpreis.

Als Fazit lässt sich festhalten, dass sich fossile Energieträger, abgesehen von Braunkohle, langfristig weiter verteuern werden, dass sich das Ausmaß der Verteuerung aber schwer prognostizieren lässt. Nachfrageentwicklung nach Strom:Bis zum Jahr 2030 wird sich laut Energiereport IV die Endenergienachfrage in Deutschland um 8,8% von 9241 PJ auf 8427 PJ verringern. Gleichzeitig erhöht sich der Anteil von Strom an der Endenergienachfrage von 18,8% auf 22%. Unter dem Strich ergibt sich also eine Erhöhung der Nachfrage nach Strom um 6,71%. Diese Zahlen zeigen, dass sich der Anteil von Strom am Endenergieverbrauch erhöht und somit an Bedeutung gewinnt. Diesen Trend belegt ebenfalls eine modellgestützte Analyse des Instituts für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) von 2001. In diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass sich die Entwicklung der Stromnachfrage in Zukunft noch weniger am Wirtschaftswachstum orientieren wird als in der Vergangenheit. Die Entkopplung der Stromnachfrage vom Bruttoinlandsprodukt (BIP) ist schon seit Anfang der neunziger Jahre zu beobachten. Dieser Trend wird sich bis 2030 weiter fortsetzen.Strompreise.

Für Kraftwerksbetreiber sind in erster Linie die Strompreise an den Großhandelsmärkten, nicht die Strompreise für Endverbraucher, wie z.B. für Haushalte oder Industrie relevant. Betrachtet man die Strompreisentwicklung in Deutschland seit 2000, ist ein starker Anstieg der Strompreise auf den Großhandelsmärkten zu verzeichnen. Dieser Trend wird sich voraussichtlich bis 2010 fortsetzen, so dass sich im Zeitraum zwischen 2000 und 2010 eine Steigerung von durchschnittlich 85% von 1,90 Cent auf 3,50 Cent pro kWh ergibt. Der Hauptgrund für diese Preissteigerung ist der Abbau von Überkapazitäten aus der Zeit vor der Liberalisierung des Strommarktes durch das Energiewirtschaftsgesetz aus dem Jahr 1998. Durch bestehende Überkapazitäten war im Jahr 2000 der Strompreis auf das Niveau der kurzfristigen Grenzkosten gesunken. Bis 2010 wird eine entsprechende Preiskorrektur prognostiziert, so dass sich die Großhandelspreise für Strom wieder auf Vollkostenniveau befinden. In diesem Zeitraum werden sich gleichzeitig Überkapazitäten entsprechend abbauen. Der zweite Grund für die starken Steigerungen des Strompreises ist in der Einführung des CO2 Emissionshandels in diesem Zeitraum zu sehen, da die Energieerzeuger die Kosten für CO2 Emissions-Zertifikate ‚einpreisen’. Im Zeitraum zwischen 2010 und 2030 werden sich die Strompreise an den Großhandelsmärkten weniger stark von circa 3,50 Cent auf circa 4,50 Cent erhöhen.Gesetzliche Rahmenbedingungen.

Gesetzliche Rahmenbedingungen spielen eine wichtige Rolle in der Energiewirtschaft und haben einen großen Einfluss auf Entscheidungen und Entscheidungsträger in der Energiewirtschaft. In diesem Zusammenhang stellen gesetzliche Regelungen auf nationaler Ebene, aber zunehmend auch auf internationaler Ebene, wie z.B. Richtlinien der EU, einen Einflussfaktor für Investitionsentscheidungen dar. Der CO2 Emissionshandel als umweltpolitisches Instrument in Form von Verordnungen und Gesetzen wurde bereits in Kapitel 2 ausführlich thematisiert. Die Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke wurden im Verlauf des Buches und werden auch in den folgenden Abschnitten weiter ausgeführt. Neben den Regelungen zum CO2 Emissionshandel existieren jedoch weitere entscheidungsrelevante Gesetze in Deutschland, die Investitionsentscheidungen beeinflussen. Dazu gehören:- das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).- das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).- das Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Nutzung von Elektrizität.Diese Gesetze werden an dieser Stelle nicht näher erläutert, jedoch an geeigneter Stelle im Verlauf des Buches aufgegriffen, um Zusammenhänge zu erklären.Struktur des Kraftwerkparks.

Die Struktur des Kraftwerkparks wird sich bis zum Jahr 2030 entscheidend verändern. Betrachtet man zunächst ausschließlich Schätzungen über das erwartete Gesamtvolumen von Kraftwerksinvestitionen, so unterscheiden sich die Zahlen zum Teil beträchtlich. Die Prognosen reichen von 45 Mrd. Euro Investitionsbedarf in Kraftwerke bis 2030 bis zu 70 Mrd. Euro bereits bis 2020. Es wird erwartet, dass allein im Zeitraum zwischen 2010 und 2020 der Bedarf neu zu errichtender Kraftwerke in Deutschland einen Umfang von ca. 40 GW erreichen wird. Allen Prognosen, unabhängig davon in welcher Höhe sie zukünftige Investitionen in Kraftwerke quantifizieren, ist gemeinsam, dass der Investitionsbedarf spätestens ab 2010 beträchtlich sein wird. Die Gründe für diesen Investitionsbedarf liegen zum einen in der derzeitigen Altersstruktur des deutschen Kraftwerkparks, zum anderen am beschlossenen Ausstieg aus der Nutzung von Kernenergie zur Stromerzeugung in Deutschland. Die Ursachen, warum Investitionen in der Vergangenheit verschoben wurden, sind einerseits der zuvor erwähnte Preisverfall der Strompreise, verursacht durch Überkapazitäten aus Zeiten vor der Liberalisierung des Strommarktes. Andererseits ist im Bezug auf den CO2 Emissionshandel ein strategisches Verhalten derart zu beobachten, dass Investitionen aufgrund von Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Entwicklung des Marktes für CO2-Emissions-Zertifikate verschoben wurden.

Blick ins Buch
Inhaltsverzeichnis
CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012 Ein entscheidungstheoretischer Ansatz für Investitionen in Kraftwerke1
Inhaltsverzeichnis4
Abkürzungs- und Akronymverzeichnis6
Symbolverzeichnis9
Abbildungsverzeichnis11
Tabellenverzeichnis12
1 Einleitung zum CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode2008-201213
1.1 Aktualität des Themas und wissenschaftliche Problemstellung13
1.2 Zielsetzung und Aufbau des Buches15
2 CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-201217
2.1 Umweltpolitischer Rahmen17
2.1.1 Anthropogener Treibhauseffekt und seine Auswirkungen17
2.1.2 Öffentliche Güter und negative externe Effekte17
2.1.3 Notwendigkeit eines internationalen Ansatzes19
2.1.4 Möglichkeiten internationaler Umweltpolitik19
2.2 Kyoto-Protokoll21
2.2.1 Gegenstand und Ziele des Kyoto-Protokolls21
2.2.2 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Emissions-Zertifikate22
2.2.3 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Joint Implementationund Clean Development Mechanism25
2.3 Umsetzung des Kyoto-Protokolls auf EU-Ebene27
2.4 Umsetzung des EU-Emissionshandels in Deutschland30
2.4.1 Das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz und der NationaleAllokationsplan30
2.4.2 Ziele des Nationalen Allokationsplans II31
2.4.3 Makroplan des Nationalen Allokationsplans II32
2.4.4 Mikroplan des Nationalen Allokationsplans II33
2.4.5 Wesentliche Unterschiede zwischen den NationalenAllokationsplänen I und II36
3 Ökonomische Rahmenbedingungen von Energieerzeugernunter Berücksichtigung des CO2-Emissiosnhandels38
3.1 Betrieb von Kraftwerken unter Berücksichtigung des CO2-Emissionshandels38
3.1.1 Kraftwerkstypen und ‚Merit-Order’38
3.1.2 Die Kostenstruktur von Energieerzeugern unter Berücksichtigungdes CO2-Emissionshandels41
3.2 Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke unterBerücksichtigung des CO2-Emissionshandels45
3.2.1 Verfügbarkeit und Preise von Brennstoffen46
3.2.2 Nachfrageentwicklung nach Strom47
3.2.3 Strompreise48
3.2.4 Gesetzliche Rahmenbedingungen48
3.2.5 Struktur des Kraftwerkparks49
3.2.6 Technische Optionen zur Vermeidung von CO2-Emissionen52
3.2.7 Preisentwicklung von CO2-Emissions-Zertifikaten57
4 Untersuchung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerkeunter Berücksichtigung des CO2-Emissionshandels mit Hilfevon Realoptionen61
4.1 Realoptionen als entscheidungstheoretische Methode zur Unterstützungvon Investitionsentscheidungen61
4.1.1 Ursprung und Methodik von Realoptionen61
4.1.1.1 Ursprung von Realoptionen: Finanzoptionen61
4.1.1.2 Ansatz und Methodik von Realoptionen63
4.1.2 Modelle zur Bewertung von Realoptionen65
4.1.3 Nutzen von Realoptionen zur Unterstützung vonInvestitionsentscheidungen69
4.1.4 Realoptionstypen und Beispiele für Kraftwerksinvestitionen72
4.1.5 Vorgehensleitfaden für die Anwendung von Realoptionen zur Unterstützungvon Investitionsentscheidungen in Kraftwerke76
4.2 Beispielhafte Anwendung des Vorgehensleitfadens zur Unterstützungvon Investitionsentscheidungen in Kraftwerke unter Berücksichtigungdes CO2-Emissionshandels mit Hilfe von Realoptionen83
4.2.1 Ausgangssituation83
4.2.2 Feststellen einer Optionsanalogie84
4.2.3 Bestimmung der Realoptionstypen85
4.2.4 Quantifizierung relevanter Parameter86
4.2.5 Auswahl des Bewertungsmodells88
4.2.6 Durchführung der Bewertung88
4.2.7 Feinabstimmung90
4.3 Kritische Beurteilung des Vorgehensleitfadens und seinerbeispielhaften Anwendung91
5 Fazit und Ausblick92
6 Anhang93
6.1 Beispielhafte Berechnung Stromgestehungskosten plus Kosten fürCO2-Emissions-Zertifikate93
6.2 European Carbon Futures95
6.2.1 Historische Preise European Carbon Futures95
6.2.2 Berechnung der annualisierten Volatilität für European CarbonFutures100
6.3 Berechnung der Aufwärtsbewegungen und Abwärtsbewegungen desBasisobjektes im Binomialbaum101
Literaturverzeichnis102

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